在技术、政策、市场三重因素推动下，分布式光伏成为近年新能源迅速增加的新引擎。今年上半年，国内光伏新增并网装机10248万千瓦，其中分布式光伏装机占比52%，同比增长29%；在总计5288万千瓦的新增分布式光伏装机中，户用和工商业装机分别为1585万千瓦、3703万千瓦，足见分布式光伏发展之迅猛。
面对分布式光伏快速地增长，国家能源局近期组织起草了《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，旨在进一步规范强化管理规范，解决当前分布式光伏发展的难点痛点。电网企业作为分布式光伏并网、运行、交易的直接服务主体，新形势下有义务、有责任服务好分布式光伏高质量发展。
分布式光伏并网服务压力逐步显现。近年来，伴随分布式光伏并网规模迅速增加，部分地区分布式光伏超出电网企业基层并网服务能力，加之并网办理过程中因资料不完整、不规范而反复沟通产生的损耗时间，导致分布式光伏项目并网时限超期现象时有发生，某些特定的程度上影响建设进度。
局部地区分布式光伏承载力还不足。部分地区配电网充裕度不足，分布式光伏承载力有限，不足以满足大量分布式光伏项目接入。此外，由于分布式光伏项目建设周期较短，施工周期仅2—3个月左右，电网企业预算资金、基层施工力量准备不够充足，造成分布式光伏项目并网进度迟滞。
分布式光伏调控能力有待提升。以中低压并网为主的分布式光伏都会存在监视数据缺失、运行数据延迟、安全防护薄弱等问题，信息采集数据有限且不能实时采集，数据可获取性和可利用率不高，致使网供负荷失真，给系统调度运行和业务应用带来安全隐患。
分布式光伏项目结算管理不够灵活。目前以每个发电户为主体开具上网电费发票与电网企业结算，随着分布式光伏发电项目爆发式增长，收取发票和核对发票给基层人员带来非常大工作量，客户服务质量不高。相当规模居民客户按月为周期结算意愿不足，上网电量电费未按月开具发票与电网公司结算，与国家相关办法要求不适应。
电网企业应从并网服务、配网提升、强化运行、数字升级等角度合力推动分布式光伏电网服务管理效能提升。
系统提升并网服务管理上的水准。电网企业应加强统筹并网服务管理业务分工，进一步明确责任部门、职责分工、管理界面、业务环节及管控时限，推广分布式光伏通用技术导则，合理补充基层服务人员，优化协议、合同审批办理流程，通过数字化手段实现业务环节可视化及在线监控、督办，实现分布式光伏业务全流程透明化管理。
着力提升配电网消纳承载能力。结合分布式光伏发展规划和预期，适度提前规划和建设配电网，滚动逐年开展分布式光伏接入电网承载力评估。及时落实分布式光伏配套项目资金和施工力量，保障分布式光伏配套项目及时落地实施。
推进运营监控平台系统建设。丰富及完善分布式光伏信息管理模块，建立省级统一的分布式光伏监控平台，已有的分布式光伏项目逐步改造增加监控功能，逐步实现分布式光伏“可观、可测、可控、可调”，为调度运行和业务应用提供数据支撑。
加强结算管理数字化支撑。优化分布式光伏结算系统功能，推动线上电费结算，利用数字化手段实现用户线上查询项目电量、补贴、结算等信息全覆盖，推动分布式光伏一站式管理。优化营销系统与计财域系统数据需求，打通营销系统与计财域、资产域接口，实现系统间数据交互。
电网企业服务分布式光伏高水平发展离不开政策保障，建议从以下三方面加以推动：
一是加强分布式光伏发展统筹协调。分布式光伏规划建设理应因地制宜，有序开发。建议地方政府逐步加强资源统筹，组织光伏企业、电网企业协调开展核心问题研究和对应解决方案，加强网源协调规划，定期组织对地区电网开展分布式光伏承载力开展评估，在保障系统运行安全前提下合理确定发展规模。
二是尽快推动新版管理办法落地。建议国家能源主管部门尽快明确并出台分布式光伏发电开发建设管理办法，合并、修编和作废部分当前已不适应的制度和规定，明确部分文件前后衔接中模糊要求，减少因理解差异导致政策执行偏差。
三是提升分布式光伏项目结算灵活性。建议政府建立客户与电网企业自主选择结算周期的有关制度，允许客户按协商周期结算电费。通过在并网服务签订购售电合同中明确电费结算方式、周期等内容，避免结算管理政策执行风险，做到电费结算有据可依。
（邵冲、刘志文、李岩供职于南方电网能源发展研究院有限责任公司，俞蕙供职于南方电网综合能源股份有限公司）
■邵冲 俞蕙 刘志文 李岩《中国能源报》（2024年11月25日第07版）
在技术、政策、市场三重因素推动下，分布式光伏成为近年新能源迅速增加的新引擎。今年上半年，国内光伏新增并网装机10248万千瓦，其中分布式光伏装机占比52%，同比增长29%；在总计5288万千瓦的新增分布式光伏装机中，户用和工商业装机分别为1585万千瓦、3703万千瓦，足见分布式光伏发展之迅猛。
面对分布式光伏快速地增长，国家能源局近期组织起草了《分布式光伏发电开发建设管理办法（征求意见稿）》，旨在进一步规范强化管理规范，解决当前分布式光伏发展的难点痛点。电网企业作为分布式光伏并网、运行、交易的直接服务主体，新形势下有义务、有责任服务好分布式光伏高质量发展。
分布式光伏并网服务压力逐步显现。近年来，伴随分布式光伏并网规模迅速增加，部分地区分布式光伏超出电网企业基层并网服务能力，加之并网办理过程中因资料不完整、不规范而反复沟通产生的损耗时间，导致分布式光伏项目并网时限超期现象时有发生，某些特定的程度上影响建设进度。
局部地区分布式光伏承载力还不足。部分地区配电网充裕度不足，分布式光伏承载力有限，不足以满足大量分布式光伏项目接入。此外，由于分布式光伏项目建设周期较短，施工周期仅2—3个月左右，电网企业预算资金、基层施工力量准备不够充足，造成分布式光伏项目并网进度迟滞。
分布式光伏调控能力有待提升。以中低压并网为主的分布式光伏都会存在监视数据缺失、运行数据延迟、安全防护薄弱等问题，信息采集数据有限且不能实时采集，数据可获取性和可利用率不高，致使网供负荷失真，给系统调度运行和业务应用带来安全隐患。
分布式光伏项目结算管理不够灵活。目前以每个发电户为主体开具上网电费发票与电网企业结算，随着分布式光伏发电项目爆发式增长，收取发票和核对发票给基层人员带来非常大工作量，客户服务质量不高。相当规模居民客户按月为周期结算意愿不足，上网电量电费未按月开具发票与电网公司结算，与国家相关办法要求不适应。
电网企业应从并网服务、配网提升、强化运行、数字升级等角度合力推动分布式光伏电网服务管理效能提升。
系统提升并网服务管理上的水准。电网企业应加强统筹并网服务管理业务分工，进一步明确责任部门、职责分工、管理界面、业务环节及管控时限，推广分布式光伏通用技术导则，合理补充基层服务人员，优化协议、合同审批办理流程，通过数字化手段实现业务环节可视化及在线监控、督办，实现分布式光伏业务全流程透明化管理。
着力提升配电网消纳承载能力。结合分布式光伏发展规划和预期，适度提前规划和建设配电网，滚动逐年开展分布式光伏接入电网承载力评估。及时落实分布式光伏配套项目资金和施工力量，保障分布式光伏配套项目及时落地实施。
推进运营监控平台系统建设。丰富及完善分布式光伏信息管理模块，建立省级统一的分布式光伏监控平台，已有的分布式光伏项目逐步改造增加监控功能，逐步实现分布式光伏“可观、可测、可控、可调”，为调度运行和业务应用提供数据支撑。
加强结算管理数字化支撑。优化分布式光伏结算系统功能，推动线上电费结算，利用数字化手段实现用户线上查询项目电量、补贴、结算等信息全覆盖，推动分布式光伏一站式管理。优化营销系统与计财域系统数据需求，打通营销系统与计财域、资产域接口，实现系统间数据交互。
电网企业服务分布式光伏高水平发展离不开政策保障，建议从以下三方面加以推动：
一是加强分布式光伏发展统筹协调。分布式光伏规划建设理应因地制宜，有序开发。建议地方政府逐步加强资源统筹，组织光伏企业、电网企业协调开展核心问题研究和对应解决方案，加强网源协调规划，定期组织对地区电网开展分布式光伏承载力开展评估，在保障系统运行安全前提下合理确定发展规模。
二是尽快推动新版管理办法落地。建议国家能源主管部门尽快明确并出台分布式光伏发电开发建设管理办法，合并、修编和作废部分当前已不适应的制度和规定，明确部分文件前后衔接中模糊要求，减少因理解差异导致政策执行偏差。
三是提升分布式光伏项目结算灵活性。建议政府建立客户与电网企业自主选择结算周期的有关制度，允许客户按协商周期结算电费。通过在并网服务签订购售电合同中明确电费结算方式、周期等内容，避免结算管理政策执行风险，做到电费结算有据可依。
（邵冲、刘志文、李岩供职于南方电网能源发展研究院有限责任公司，俞蕙供职于南方电网综合能源股份有限公司）
